海相碳酸盐岩储层损害的室内评价及损害机理 预防储层损害原则
当储层受到损害时，宏观上表现为渗透率下降，有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。渗透空间的改变包括：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的下降包括：水锁、碱敏、润湿反转和乳化堵塞等。从微观上讲，影响储层渗透率的内在因素主要包括：岩石矿物组成、结构、构造、储集空间结构、岩石表面润湿性、流体性质；储层损害的外因主要指：入井流体性质、压差、温度和作业时间等。到目前为止，还没有真正形成一套系统的海相碳酸盐岩储层保护的实验技术和方法，大部分工作都是借鉴碎屑岩储层保护的研究思路和方法。
3.5.1.1 储层损害的室内评价
储层损害评价技术包括室内评价和矿场评价，室内评价的目的是研究油气层敏感性，配合进行机理研究，同时对即将采用的保护技术进行可行性和判定性评价，为现场实施提供依据。图3-167是储层损害室内评价实验流程框图，常规的储层损害室内评价方法主要是通过获取所研究地区储层岩心或采用标准岩心，在模拟储层现场条件的情况下，进行岩心流动试验，在观察和分析所取得试验结果的基础上，研究岩心损害的机理。
图3-167 储层损害室内评价实验流程框图
从20世纪60年代初期开始，中国大部分油气地质实验室建立了以水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏测试方法。测试结果被用作抑制黏土膨胀、合理运用酸化用液、调节适宜的水矿化度、正确控制生产流速等系列技术的重要参考。常规五敏室内评价方法较为成熟，石油行业标准SY/T5358—2002储层敏感性流动实验评价方法中有关水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏损害实验方法和评价指标经多次修订已基本能符合生产实际的要求。
（1）温度敏感性评价
在钻井完井过程中，由于外来流体进入油气层，可使近井筒附近的地层温度下降，从而对地层产生一定的影响，主要体现在以下几个方面：一是由于地层温度下降，导致储层中胶质、沥青质等有机质的沉积结垢；二是由于地层温度下降，导致无机物沉淀结垢；三是由于地层温度下降，导致地层中的某些矿物发生变化。因此，温度敏感就是指由于外来流体进入地层引起温度下降从而导致地层渗透率发生变化的现象。定量评价这种影响比较复杂，特别是当地层温度较高时，因为整个实验装置都必须处在高温恒温装置内，实验流体有两类，一类是用地层水来进行实验，另一类是用地层原油来进行实验。当实验流体为地层水时，其具体方法如下：
1）选择实验岩心，测量长度、直径。
2）选择实验温度点分别为T1、T2、T3、T4、T5、T6；其中T1为地层温度，T6为地面温度，每点之间的温差为ΔT=（T6-T1）/5。
3）在实验温度点T1时，在低于临界流速的条件下，用地层水测出岩心稳定的渗透率K1。
4）改变实验温度（必须保持恒温2h以上），重复第3）步，直至测出最后一个实验温度点T6所对应的岩心稳定渗透率K6。
如果Ti-1对应的渗透率Ki-1于Ti对应的渗透率Ki之间满足下式：
（Ki-1-Ki）/Ki-1×100%≥5%
说明已发生温度敏感，则Ti-1即为临界温度值。损害程度的计算方法如下：
损害程度=（Kmax-Kmin）/Kmax×100%式中：Kmax为渗透率变化曲线中各渗透率点中的最大值，μm2；Kmin为渗透率变化曲线中各渗透率点中的最小值，μm2
评价指标目前尚无统一的标准，可以用表3-16的标准来评定。
表3-16 温度敏感性评价指标
当实验流体为地层原油时，在测定渗透率K1之前，先将岩心抽真空饱和地层水，再用地层原油驱替岩心，建立束缚水饱和度，其余方法和实验流体为地层水时类似，将地层原油取代地层水，测定不同温度下岩心的油相渗透率。损害程度的计算方法和评价指标与实验流体为地层水时相同。
（2）应力敏感性评价
应力敏感性是考察在施加一定的有效应力时，岩样的物性参数随应力变化而改变的性质，它反映了岩石孔隙几何学及裂缝壁面形态对应力变化的响应，对于裂缝较为发育的碳酸盐岩储层，应力敏感程度是一项值得关注的指标。近年来有关应力敏感性的相关研究较多，但其评价实验方法和评价指标还在研究和探索中，石油行业标准SY/T5358-2002储层敏感性流动实验评价方法中有关于应力敏感性评价实验方法，公开出版的保护油气层技术书籍中也有关于应力敏感性评价实验方法和评价指标，但侧重点各有不同，这里介绍一种裂缝储层应力敏感性评价实验方法。
1）确定围压、驱替压力与有效应力之间的函数关系。储层岩石在井内实际承受的有效应力σ有效可由下式求得：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：P上覆、P孔隙分别为上覆岩层压力和地层孔隙压力。
在岩心流动实验中，由于P上覆≈P围，P孔隙≈0.5P驱替，因此可得到
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：P围、P驱替分别为围压和驱替压力。
2）评价应力敏感性的两种实验方法。从式（3-129）可知，有效应力的变化有两种途径，一是保持P围不变，改变P驱替；二是保持P驱替不变，改变P围。
第一种方法：将饱和了模拟地层水的岩样装入岩心夹持器，保持围压不变，出口通大气，进口压力由预定的最高压力逐步降低到预定的最低压力，并逐点用模拟地层水测岩样的渗透率，该过程模拟了油气田生产过程。
第二种方法：固定驱替泵的流量低于岩样的临界流速，保持驱替压力不变，围压从最低压力（密封岩样所需的最小压力）开始逐步增加到预定的最高压力，实验过程中有效应力逐渐增加；在围压达到预定的最高值后，再逐步降低围压至初始压力值，这是有效应力逐渐降低的过程。渗透率与有效应力典型关系曲线如图3-168所示。
由图3-168可以看出，在升围压实验曲线上，岩样渗透率随有效应力上升而逐渐下降，下降到一定渗透率值以后，下降趋势变缓；在降围压实验曲线上，渗透率随有效应力减小而缓慢增加。但升围压曲线与降围压曲线之间有一定距离，且低压段距离大于高压段。这是岩样形变没有完全恢复所致（即存在渗透率滞后效应）。
图3-168 岩样渗透率与有效应力的典型关系曲线
第一种实验方法中。只能观察到有效应力增加对岩样渗透率的影响；同时由于驱替压力的改变会引起流速改变，从而会引起流态变化，影响实验数据的精确性；还可能使岩样中的微粒发生运移，造成渗流阻力的改变。这不利于对应力敏感性单个因素的影响作出明确而清楚的分析。而第二种实验方法排除了流速的影响，可同时观察到有效应力增加及减少两个过程中渗透率的变化，而且实验过程较简单。另外，还可对有效应力变化引起的岩样渗透率滞后效应进行评价。因此，建议采用第二种方法进行应力敏感性评价实验。
3）评价应力敏感性的实验程序及指标。
A.选取天然裂缝性岩心，准确量取裂缝性岩样的几何尺寸，并称取岩样的干重，测其氮气渗透率。
B.将裂缝性岩样用标准盐水真空饱和，然后称取岩样的湿重，并计算其孔隙度。
C.将岩样放入岩心夹持器中，首先用标准盐水进行驱替，待压力稳定后测其盐水渗透率。
D.用煤油驱替建立束缚水饱和度，然后测定在不同有效应力条件下裂缝性岩样的油相渗透率，实验时泵流量固定在0.8倍临界流速，围压控制在1～24MPa。
E.利用计算机绘制裂缝性岩样的渗透率与有效应力之间的关系曲线.计算应力敏感损害度。目前，国内外尚未提出公认的评价应力敏感性的定量指标，因此，只能对应力敏感性进行定性评价。在大量的应力敏感性实验研究的基础上，笔者提出了评价应力敏感性的定量指标，即应力敏感性损害度Rσ，其定义如下：
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式中：K为初始渗透率（升高围压曲线起始点），10-3μm2；Kmin为最低渗透率（一般为升围压曲线终止点），10-3μm2；Δσ为有效应力变化值，MPa。评价应力敏感性的定量指标：Rσ为3～2，2～1，1～0时，损害程度分别为弱，中，强。
传统的油层损害的损害度R，只是岩样渗透率降低的百分率，没有考虑有效应力的变化幅度。不能直接反映有效应力的影响。应力敏感性损害度Rσ，则反映了有效应力变化因素，更具科学性和实用性。
（3）工作液对储层的损害评价
主要指借助各种仪器设备，预先在室内评价包括钻井液、完井液、压井液、洗井液、修井液、射孔液、压裂液、酸化液等工作液对油气层的损害程度，达到优选工作液配方和施工参数的目的。
1）工作液的静态损害评价。该方法主要利用各种静态滤失实验装置测定工作液静态滤失系数和工作液滤入岩心前后渗透率的变化，来评价工作液对油气层的损害程度并优选工作液配方。实验时，尽可能模拟储层温度和压力条件。用式来计算工作液的损害程度：
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式中：Rs为损害程度；Ko为损害后岩心的油相有效渗透率，μm2；Ko为损害前岩心的油相有效渗透率，μm2。
Rs值越大，损害越严重，评价指标同表1。
2）工作液动态损害评价。在尽量模拟地层实际条件下，评价工作液对油气层的综合损害，为优选工作液配方和优化施工工艺参数提供科学依据。动态损害评价与静态损害评价的区别在于：静态评价时，工作液处于静止状态，而动态评价时，工作液处于循环或搅动的运动状态。采用多点渗透率伤害评价仪还可以测定工作液浸入岩心后的损害深度和损害程度。
3.5.1.2 中国海相碳酸盐岩油气层损害机理
由于海相碳酸盐岩和砂岩在成因上的不同，储层在矿物组成、储集空间和储渗性能方面有很大的差别。
●碳酸盐岩储层的裂缝相对砂岩较为发育，使得储集空间体积的总孔隙度一般很低，但局部孔洞缝发育带的孔隙度和渗透率值很高，其孔隙度和渗透率之间的相关关系不如孔隙型储层。
●碳酸岩储层和碎屑岩储层中的敏感性矿物类型、含量和产状有着很大的差别。碎屑岩储层中的敏感性矿物主要是黏土矿物，且通常位于外来流体和储层中本身流体首先与之接触的粒表、粒间暴露处，因而敏感性矿物，特别是黏土矿物，是碎屑岩储层敏感性的主要内因。而碳酸岩储层黏土矿物含量较少，并且主要是沉积成因，与碎屑岩中的黏土矿物相比，在岩石中分布相对均匀，而孔喉的表面和裂缝的缝面通常不具有优势分布，因此由黏土矿物所造成的“外来流体与地层岩石不配伍”伤害比碎屑岩要弱得多，但碳酸岩或白云岩储层有本身特征的敏感性矿物，如铁方解石、铁白云石等，遇酸会释放大量的Ca2+、Mg2+离子，Mg2+离子在碱性条件下比Ca2+离子相对易于沉淀，形成Mg（OH）2沉淀，黄铁矿和铁方解石和铁白云石遇酸后会释放出铁离子，在碱性环境下易形成Fe（OH）3沉淀。因此，储层有潜在的较强酸碱性。
●裂缝作为主要渗流通道的储层，其渗透率大小直接决定着储层的产量。裂缝的平、直、宽特点，使其通常具有较高的流体通过能力，固相颗粒易侵入储层较深部位，而侵入的滤液则在裂缝壁上形成泥膜，使孔喉明显缩小。
●在生产过程中由于孔隙压力不断下降，上覆岩层负荷应力与孔隙压力之间的差值（即有效应力），可使裂缝在高围压下闭合，使渗透通道缩小，造成伤害。
一般认为，碳酸盐岩油气层的损害主要是外来固相侵入、滤液侵入、应力敏感等。固相颗粒及滤饼是造成碳酸盐岩裂缝型油气层损害的主要因素，水相圈闭和滤膜是损害孔隙型碳酸盐岩油气层的主要因素。裂缝-孔洞型碳酸盐岩油气层一般基质渗透率很低，裂缝是主要储集空间和渗流通道，因此工作液对基质的入侵可忽略，应集中考虑裂缝可能受到的损害。从储层保护的角度，根据储层裂缝在油藏条件下的宽度对这些裂缝进行分类：一类是由中—小裂缝组成的储层，所谓中裂缝指宽度介于10～100μm的裂缝；小裂缝指宽度介于1～10μm的裂缝；而微裂缝指宽度小于1μm的裂缝，因其与岩块基质的平均孔隙、直径相近，可列入基质孔隙范畴；另一类为大裂缝储层，指裂缝的宽度大于100μm的裂缝。油气层岩性可分为泥质碳酸盐岩和灰质碳酸盐岩。滤液和固相颗粒堵塞是损害碳酸盐岩油气层的共同因素；但裂缝宽度不同和岩性差异导致的化学组成不同；损害机理不尽相同；较大裂缝主要是固相堵塞造成的损害，液相损害对泥质碳酸盐岩裂缝更为严重。对于碳酸盐岩油气层（特别是气层）中的微裂缝，水锁损害尤为严重，原始含水饱和度、渗透率、储层润湿性和界面张力均有较大影响。
（1）固相颗粒浸入
储层压力条件下，对裂缝宽度大于100μm的储层，在钻井施工中遇到的最大问题是储层漏失，其漏失的原因可能有如下类型：①正压差下的漏失；②重力诱导型漏失；③置换性漏失；④溶洞性漏失；⑤其他漏失（漏失同层、边喷边漏、地下井喷等）。这些漏失造成最严重的地层伤害是固相伤害。由于在钻井液中90%的固相颗粒粒径小于50μm，所以当裂缝的直径大于50μm时，几乎所有的固相可进入裂缝中，造成严重的填充堵塞。
（2）储层流体敏感性
在钻井完井过程中，侵入的滤液与储层中的矿物发生物理化学作用，引起储层渗透率的变化，称之为储层的流体敏感性。敏感性矿物包括黏土矿物和非黏土敏感性矿物。王欣等从微粒的受力分析出发，从理论上讨论了重力、范氏力、双电层力和水动力对微粒的影响，并着重研究了微粒水化分散、运移的临界浓度和临界启动速度等多种影响因素。引起速敏伤害的可运移微粒，既有黏土矿物微粒，也有方解石、钙长石等其他非黏土矿物的地层微粒。
现阶段对储层流体敏感性损害机理的认识主要集中在由于黏土矿物遇水膨胀，或微粒分散运移而导致地层孔隙度和渗透率下降。Land等指出，尽管做了数百块岩心实验，仍未能建立蒙脱石含量与水敏损害程度的关系，即蒙脱石膨胀与引起地层损害没有直接的关系，这意味着不含膨胀性黏土矿物的地层也会受到损害。
（3）应力敏感性
Duan对不经打磨的自然裂缝（储层的自然裂缝和地面露头的自然裂缝以及大量的人造裂缝）表面特性进行了深入分析，并对自然裂缝的应力敏感性进行了数值模拟，建立了裂缝-孔隙型储层应力损害的分析方法和评价方法。
蒋官澄对裂缝型储层的应力敏感性进行了研究，通过对裂缝型储层的渗透率和裂缝宽度与有效应力之间的关系进行回归分析，认为裂缝型碳酸盐岩储层还存在着应力敏感性和滞后效应。景岷雪等通过实验得出，应力变化幅度对岩心最终渗透率损害程度影响不大。孔隙型岩心应力敏感性小于裂缝型岩心，而天然裂缝型岩心应力敏感性小于人造裂缝岩心，且人造裂缝岩心受应力发生渗透率损害后，该损害过程几乎不可逆。
Ayoub研究了有效应力与碳酸盐岩岩样渗透率之间的关系。随着有效应力的增加，渗透率呈现三种变化趋势：①由于实验岩样含有粒间孔，渗透率平缓下降；②岩样含有溶蚀孔时，渗透率先是急剧下降，然后平缓的降低；③由于岩样中黏土矿物反抗净压力而导致渗透率升高。
何健等指出，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层应力敏感中等偏强，孔隙型储层应力敏感程度弱。对于模拟地层温度、地层上覆压力、地层孔隙压力、地层含水饱和度的全直径岩心的渗透率应力敏感性分析和测试实验目前在国内外尚属空白。
（4）气层损害机理
气层与油层相比，有很多不同之处。自然界中存在的气藏大多数是低渗气藏，储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点。这些特点决定了气层易受到损害，并且一旦损害，解除比较困难。因此进行气层损害有关研究也是十分重要的。
与油层损害相比，对气层损害的研究深度远远不够。从历史上看，国内外均长期有“重油不重气”的倾向，所以低渗气藏的研究得不到重视；另一方面从渗流力学的观点分析，气体本身具有可压缩性，在储层中渗流时，因滑脱效应而表现出与液体不同的渗流行为，特别是在低渗储层中，有些学者认为，气体渗流具有非达西特性，这些均增加了渗流行为的复杂性。另外，气层表面绝大多数是水湿的，亲水现象严重，增加了渗流行为的不定性。这些都增加了气层损害研究的难度。近几年来，D.Bennion等人对气层损害机理进行了比较系统的概括性总结，对钻井过程中的气层损害机理总结为：①储层本身质量问题；②水锁效应；③欠平衡钻井中的反向自吸；④钻井液固相侵入；⑤钻具在孔壁磨光和压碎现象；⑥岩石-流体间相互作用；⑦流体-流体间相互作用。
另有研究表明气层由于具有较强的应力敏感性，越是低渗气藏，特别是裂缝-孔隙性流道，应力敏感性越明显。应力敏感性是由于很多扁平或裂缝状的孔隙和毛细管的关闭引起的，在气藏开采过程中，随着储层中天然气的采出，这种由于储层有效应力改变而引起的渗透率的降低是非常严重的，据国内外资料报导，应力敏感性可导致低渗气藏的渗透率下降50%～90%。目前国内外还没有建立起一整套针对低孔低渗气藏损害的评价指标，包括对应力敏感性的评价指标。
水锁效应对低渗气藏渗透率的影响尤为严重。据国内外资料报道，液相在气藏中滞留（即水锁）是气藏的主要损害因素，气藏渗透率越低，影响越严重。
Bennion探讨了水锁形成机理、影响因素和损害消除方法，Bennion等认为水锁是由于储层初始含水饱和度远远小于束缚水饱和度引起的。贺承祖根据毛细管束模型，从理论上分析指出外来流体在油气层中的毛细管力是控制水锁效应的主要因素，而表面张力只是影响毛细管力的一个因素，此外还必须考虑接触角和毛细管的有效半径影响。碳酸盐岩油气藏也存在超低含水饱和度的现象，当气藏初始含水饱和度低于束缚水饱和度或不可动水饱和度时，即处于“亚束缚水状态”，一旦水基工作液接触气层或地层中其他部位的水窜入气层，或凝析水在气井附近集结等过程，导致气井周围含水饱和度增高，甚至超过不可动水饱和度，结果气相的相对渗透率大幅降低，造成水锁损害。水锁是气层第一位也是最基本的损害因素，严重制约碳酸盐岩气藏的发现成功率和经济开采。
张振华等人对来自轮南古潜山裂缝性碳酸盐储层的岩心研究后认为，古潜山储层存在明显的水锁效应。储层的初始含水饱和度越低，岩心的绝对渗透率越小，水锁效应越严重，并认为加入表面活性剂是减小水锁效应的有效途径。
中国海相油气勘探工程技术的继承与创新~
5.2.3.1 地球物理勘探技术
中国南方和西部海相碳酸盐岩地区往往地形高差变化剧烈、低降速层厚度变化急剧、高陡岩层出露地表、地下复杂的逆掩推覆构造，使地震记录信噪比、分辨率低，形成对现有地震勘探技术严峻挑战，严重制约了勘探进程、地质认知程度和新的油气发现。而现有西方国家的地震数据采集和处理技术以及相应的装备与软件也主要是针对海洋勘探的，对于复杂的山地地质条件并不完全适用，具有很大的局限性和不适应性。这就要求我们必须通过自力更生来解决我们面临的问题，实现海相油气勘探开发的大发展。
（1）复杂地表条件下地震信号（噪声）形成机理研究
本项研究包括：
1）不同尺度和幅度起伏地形的地震波场响应特征。
2）粗糙地表地震波场的散射与时差效应。
3）近地表小尺度非均匀体的散射效应。
4）相干噪声与近地表结构的关系及应用。
5）高密度单点地震数字组合技术。
6）高密度单点地震高精度信号分析与去噪技术。
（2）灰岩裸露区地震波场传播规律及应用研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石力学分析。
2）碳酸盐岩地层地震波吸收、衰减、散射效应。
3）灰岩裸露区近地表地震波场特征分析。
4）陡倾灰岩地层裸露模型地震波场传播规律。
5）灰岩裸露区不同频带地震波场传播规律与特征分析。
6）基于GIS和遥感资料的地震采集设计技术。
（3）复杂地表与构造对地震成像的影响规律研究
本项研究包括：
1）起伏地表对地震速度分析精度的影响分析。
2）近地表速度模型精度对地震成像的影响分析。
3）宏观速度模型精度对地震成像的影响分析。
4）不同偏移算法与处理流程成像结果的对比分析。
5）基于照明分析的储层地震响应振幅影响分析。
6）基于真地表复杂构造模型照明分析的观测系统设计。
7）海相碳酸盐岩地区标准模型研究。
（4）复杂地表复杂构造直接偏移成像技术研究
本项研究包括：
1）近地表速度反演及建模技术。
2）起伏地表条件下的地震速度分析技术。
3）复杂地表复杂构造偏移速度分析及速度建模技术。
4）近地表速度模型与宏观速度模型的融合技术。
5）复杂地表条件下基于波场延拓的地震波场校正技术。
6）起伏地表直接地震偏移成像技术。
7）保持振幅叠前偏移技术。
（5）碳酸盐岩储层地震响应特征分析与储层预测技术研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石物理特征分析。
2）碳酸盐岩典型模型建立。
3）储层响应特征分析。
4）储层流体识别与分析。
5）地震响应的等值性/多解性分析。
6）碳酸盐岩礁滩孔隙、溶蚀裂缝储层地震预测技术研究。
7）复杂缝洞型碳酸盐岩储层地震精细描述技术研究。
8）参数优化和多参数综合聚类技术研究。
（6）其他相关技术的研究
其他相关技术的研究，例如：
1）重磁勘探技术在低信噪比地区的应用研究。
2）电磁勘探技术在近地表调查中的应用研究。
3）利用井-地电磁法圈定油藏边界的应用研究等。
5.2.3.2 中国石化海相层系钻井及相应工程技术
（1）油气井井筒关键技术
由于中国石化海相层系勘探目的层深，许多地区为高陡构造，地层可钻性较差，同时中古生界海相层系为中、新生界的覆盖，主要目的层位深度较大，因此对测试仪器及技术提出较高的要求，针对高温、高压、高含硫环境的测试仪器需进一步的改进与攻关，要求钻探工程能够克服上述难题，钻探还需继续加强攻关力度。地层压力和地应力预测的精度低，合理井身结构的优化难度大；缺乏有效的高陡构造高效防斜打快技术，复杂深井超深井上部大眼井段和深部小眼井段钻井速度比较慢；没有自主研发的高温高压环境下的井眼轨迹测量控制仪器及井下工具；井身结构复杂，长裸眼、小间隙、高密度条件下的固井技术亟待完善；地层裂缝发育，同裸眼井段存在多套地层压力系统，有效处理同时发生“喷漏”事故的技术手段缺乏；气层压力高，富含硫化氢等有毒及腐蚀性气体，对井控技术、钻井液体系和装备、工具的要求高，针对海相碳酸盐岩层系深度较大、高温、高压、高含硫环境的地质条件进行钻井、测试技术系列的攻关，形成海相超深井提高机械钻速技术、深井固井技术、不同压力系统下的油气层保护技术攻关、超深井地层压力预测检测技术、防斜打直优快钻井技术、超深井钻井工艺技术等。
（2）碳酸盐岩储层保护技术
这项技术包括：
1）海相油气藏损害的室内评价方法研究。
2）海相油气藏损害机理（如气藏水锁、裂缝性储层应力敏感等）研究。
3）海相储层裂缝宽度分布与预测研究。
4）保护海相油气藏储层钻井液体系、配方及性能参数等入井液研究。
5）保护海相油气藏的暂堵及解堵工艺措施研究。
6）现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案的确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等工艺研究。
（3）碳酸盐岩储层改造技术
1）地层参数优选评价技术，研究海相碳酸盐岩油藏的地质特征、岩石力学特征、天然裂缝发育状况和地应力分布情况。分析钻井、中途测试、录井、测井、岩石力学实验等成果资料，对储层物性参数和岩石力学参数进行定量评价和参数优选研究，同时预测酸压施工的破裂压力、酸压规模、酸液效率，最终形成一套科学、定量的海相碳酸盐岩储层分析、评价方法，并建立海相碳酸盐岩储层改造的地层参数评价标准。
2）抗高温压裂液、酸液优化研究，开发并优化形成适合于海相碳酸盐岩储层的耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害压裂液体系和耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害、长作用距离的低腐蚀性酸液体系，形成现场可用的高效压裂液和酸液体系。
3）储层改造工艺技术研究，通过理论分析和室内模拟试验，研究海相碳酸盐岩储层裂缝延伸机理和控制缝高方法；针对高温、高压、长井段的碳酸盐岩储层体系，优化射孔井段和射孔参数，研究长井段的分段改造工具及工艺技术，实现多级分层酸压管柱，达到一趟管柱分压三至四段的分层改造目的，能够做到在中途或完井测试完毕后可以直接进行改造并投入生产的一体化管柱技术。
4）应用油藏工程理论，采用全三维、拟三维压裂设计软件优化酸压施工设计，确定施工最优参数。研究压裂施工过程中井下压力和温度诊断、微地震、倾斜仪、试井解释等技术方法，优选适合海相碳酸盐岩酸压措施的裂缝动态监测及压后评价技术，对酸压施工过程中裂缝方位、几何参数及压后的施工效果进行及时、准确的评价和解释。
（4）测井工程技术
从原始创新、集成创新到形成适应海相碳酸盐岩层系复杂地质条件下的钻井、储层保护与改造、测井技术系列，是实现海相碳酸盐岩层系油气勘探新突破、实现资源战略接替的关键。
油层损害机理主要分为化学损害机理与机械损害机理，现就如何防止这两种损害提出原则：根据我国三类储层 （砂岩储层、碳酸盐岩储层及变质岩储层） 的特点，对于砂岩储层，化学损害机理和机械损害机理一般同时存在，以化学损害机理为主。对于碳酸盐岩、变质岩储层而言，往往以机械损害为主，化学损害为辅。
1. 防止水敏性损害
根据我国油田三类储层的室内试验及理论分析可知，地层中无论是粘土的水化膨胀，还是微粒分散、运移，均与微粒的带电性有关。在pH值为6～9之间，蒙脱石、高岭石、石英及孔壁均带负电，为控制它们造成的斥力，提出以下建议：
（1） 提高外来液的矿化度：防止粘土层间水化膨胀，压缩微粒表面双电层增加范氏力，减少双电层力，有利于微粒在孔壁上稳定。
（2） 使用阳离子稳定剂：中和微粒和孔壁的负电性，降低斥力，防止膨胀、分散和运移。
（3） 使用油相外来液：使水润湿的微粒稳定在束缚水膜中。
（4） 使用暂堵型完井液：尽量降低外来液的滤失量。
2. 防止酸敏性损害
尽量避免采取酸化措施，若迫不得已，就采用系列螯合剂，防止CaF2和Fe （OH）3的沉淀。
3. 防止开采过程中油井的结垢损害
也属于化学损害，采取的措施：一是使用防垢剂，二是补充地层压力，降低生产压差，防止CaCO3、BaSO4、SrSO4等的沉淀和析出。
4. 防止机械损害的原则
机械损害包括：外来固相粒子的侵入和地层内部微粒的运移。对于高孔粗喉和中孔中喉的高、中渗透率及中孔细喉的低渗透率砂岩储层，及裂缝-孔隙型的碳酸盐岩储层和裂缝-孔隙型的变质岩 （潜山） 储层，要重点保护孔隙和裂缝，避免外来固相粒子的侵入。最好的办法是采用暂堵型的完井液或射孔液 （油溶性、酸溶性） 减少固相粒子的侵入。对于地层内部的微粒运移，可采用微粒稳定剂预处理的方法。对于酸化造成的骨架颗粒松散，微粒释放可采用缓蚀酸并配合微粒稳定剂来减缓微粒的释放。
储层损害室内评价方法
答：它是储层敏感性系统的评价重要组成部分,也是油气层损害室内评价的主要手段。岩心流动实验是以达西定律为理论依据的,实验中需要控制或测量的基本参数有压力、流速、注入流体的组分、pH值及流过的体积。改变流动条件可以进行不同内容的实验项目,从而达到:(1)评估油气层潜在的损害类型;(2)确定损害的相对程度和深度;(3)...
储层损害现场评价方法
答：一般评价地层损害程度通用表皮系数，有时同时加用另外一两种：(1)表皮系数，堵塞比；或(2)表皮系数，附加压降；或(3)表皮系数，堵塞比，附加压降；或(4)表皮系数，附加压降，流动效率等。没有高压物性资料时，评价地层损害程度要采用完善指数。否则，应用上述几种评价方法将可能导致偏差。要了解地层损害...
基岩裂缝或碳酸盐岩裂缝-溶洞的识别与评价
答：埕北30井区基岩储层段（碳酸盐岩和变质岩）为裂缝-溶洞和裂缝发育带，古应力早已释放，钻井过程中诱导裂缝不易产生，所以在ARI和FMI图像上显示的裂缝几乎全为天然裂缝（图4-5），而且多为低角度（10°～30°）裂缝（图4-6右），倾角在50°～70°的裂缝也不像诱导裂缝，可能为天然的裂缝-溶洞。该...
海相碳酸盐岩储层完井过程中的保护油气层技术实践
答：(1)储层敏感性评价实验与伤害机理 1)速敏。塔中奥陶系储层中黏土杂基矿物含量较高,类型复杂,在岩石中与碳酸盐矿物共生。在流体动力作用下,黏土杂基矿物暴露,失去结晶碳酸盐矿物的黏结保护,随流体一起运移。由于裂缝弯曲多变,宽窄不一,流体容易发生流速和流态变化,在裂缝的某一部分产生冲刷剥蚀,在另一部分产生沉淀。
预防储层损害原则
答：4. 防止机械损害的原则 机械损害包括：外来固相粒子的侵入和地层内部微粒的运移。对于高孔粗喉和中孔中喉的高、中渗透率及中孔细喉的低渗透率砂岩储层，及裂缝-孔隙型的碳酸盐岩储层和裂缝-孔隙型的变质岩 （潜山） 储层，要重点保护孔隙和裂缝，避免外来固相粒子的侵入。最好的办法是采用暂堵型的...
碳酸盐岩储层沉积环境
答：碳酸盐岩的岩石学特征、成分特征及生物生态特点、储层分布和特征等均决定于沉积环境。控制碳酸盐沉积作用的主要环境参数包括:温度、水深、CO2 的平衡、底质性质、水体混浊度、光照、沉积作用、盐度和压力,其中最主要的参数是温度和水深,特别是水深在不同程度上控制着光照、压力和温度。温度不仅决定海水中碳酸钙的饱和...
碳酸盐岩油气藏测井评价
答：5 ～5μm 之间的中孔隙,含有大量的油气; 孔径大于 5μm 的大孔隙,在许多碳酸盐岩储层中,对油气产量起着很大的作用,但常常成为早期水窜的通道,使相当部分的油气滞留在中孔隙内。同时,在研究中利用了核磁共振测井技术评价孔喉半径。 ( 2) 评价方法 1) 储层的综合评价。采用三孔隙度测井与核磁孔隙度测井结合...
碳酸盐岩缝洞储层
答：1.碳酸盐岩储层岩性 有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。灰岩比白云岩易溶;同是灰岩,生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩比泥质灰岩更容易被溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响上,一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好,侵蚀性流体可沿粒间孔隙扩散...
储层分类评价方法
答：2）毛管压力曲线参数。通过压汞法确定一系列毛管压力参数。除了采用岩石学特征和毛管压力特征参数外，还必须考虑孔隙度和渗透率这两个物性参数。研究表明碳酸盐储集岩的孔隙度是反映储层好坏的重要参数，然而低孔隙度的碳酸盐岩往往由于次生作用而形成肉眼可见的局部溶孔或溶蚀缝，这就大大地改变了其毛管...
潜山型碳酸盐岩储集性能的评价
答：2.评价参数的确定 通过许多实例研究，确定以下参数能够较好地评价潜山型碳酸盐岩储集性能：①裂缝-岩溶带厚度：反映储集体的规模；②电测解释储层厚度：反映碳酸盐岩储集空间性质和发育程度；③裂缝-溶洞和基质岩块的孔隙度和渗透率：通过岩心分析和电测解释确定；④每米泥浆漏失量：反映溶蚀裂缝的发育...
